Кабель выпускается с полимерной изоляцией, которая накладывается на жилы кабеля в два слоя. Три изолированные жилы кабеля соединяются вместе, накрываются предохраняющей подложкой под броню и металлической броней. Металлическая лента брони предохраняет изоляцию жил от механических повреждений при хранении и работе, в первую очередь -- при спуске и подъеме оборудования.
В прошлом бронированный кабель выпускался с резиновой изоляцией и защитным резиновым шлангом. Однако в скважине резина насыщалась газом и при подъеме кабеля на поверхность газ разрывал резину и броню кабеля. Применение пластмассовой изоляции кабеля позволило существенно снизить этот недостаток.
У погружного двигателя кабельная линия заканчивается штепсельной муфтой, которая обеспечивает герметичное соединение с обмоткой статора двигателя.
Верхний конец кабельной линии проходит через специальное устройство в оборудовании устья скважины, которым обеспечивается герметичность затрубного пространства, и соединяется через клеммную коробку с электрической линией станции управления или комплектного устройства. Клеммная коробка предназначена для предупреждения попадания нефтяного газа из полости кабельной линии в трансформаторные подстанции, комплектные устройства и шкафы станций управления.
Кабельная линия в состоянии транспортирования и хранения располагается на специальном барабане, используемом также при спусках и подъемах установок на скважинах, профилактических и ремонтных работах с кабельной линией.
Выбор конструкций кабельных линий зависит от условий эксплуатации установок ЭЦН, в первую очередь, от температуры скважинной продукции. Часто кроме пластовой температуры используется расчетная величина снижения этой температуры за счет температурного градиента, а также повышение температуры окружающей среды и самого скважинного агрегата за счет нагрева погружного электродвигателя и центробежного насоса. Повышение температуры может быть довольно значительным и составлять 20-30 °С. Другим критерием выбора конструкции кабеля является температура окружающего воздуха, которая влияет на работоспособность и долговечность изоляционных материалов кабельных линий.
Важными факторами влияющими на выбор конструкции кабеля являются свойства пластового флюида - коррозионная активность, обводненность, газовый фактор.
Для сохранения целостности кабеля и его изоляции при спускоподъемных операциях необходимо кабель фиксировать на колонне. НКТ. При этом необходимо применять фиксирующие приспособления вблизи участка изменения диаметра колонны, т.е. около муфты или высадки под резьбу. При фиксации кабеля необходимо следить за тем, чтобы кабель плотно прилегал к трубам, а в случае применения плоского кабеля надо следить за тем, чтобы кабель не был перекручен.
Простейшими приспособлениями для крепления кабелей к насосно-компрессорным трубам (НКТ) и узлам погружного насосного агрегата УЭЦН являются металлические пояса с пряжками или клямсы.
Крепление кабеля-удлинителя к узлам погружного агрегата (погружного насоса, протектора и двигателя) осуществляется в местах, указанных в руководствах по эксплуатации данного вида оборудования; крепление кабеля-удлинителя и основного кабеля к НКТ осуществляется по обе стороны каждой муфты НКТ на расстоянии 200--250 мм от верхнего и нижнего торцов муфты
Эксплуатация установок УЭЦН в наклонно -и криволинейных скважинах потребовала создания приспособлений для крепления кабелей и защиты их от механических повреждений.
Российским предприятием ЗАО "Ижспецтехнология" (г. Ижевск) разработаны и производятся защитные устройства (ЗУ), состоящие из корпуса и механических замков (рис. 6.9).
Данное устройство устанавливается на муфте НКТ и обладает следующими техническими особенностями:
* обеспечивает простую и надежную фиксацию (осевую и радиальную) на НКТ;
* надежно удерживает и защищает кабель, в том числе в аварийных ситуациях;
* не имеет сборно-разборных элементов (винтов, гаек, шплинтов и др.), что исключает их попадание в скважину при монтаже и спуско-подъмных операциях;
* предполагает многократное использование;
* монтаж устройства не требует слесарно-монтажного инструмента.
Среди ведущих фирм мира наибольший опыт в разработке, производстве и эксплуатации защитных устройств для кабелей имеет фирма Lasalle (Шотландия) (рис. 6.10).
Цельнометаллические литые протекторы Lasalle отличают следующие характеристики:
¦ скорость и простота монтажа;
¦ пригодность к эксплуатации в высокосернистой скважинной среде;
¦ отсутствие незакрепленных элементов, могущих упасть в скважину;
¦ возможность многократного использования.
Фирма Lasalle предлагает протекторы для защиты основного кабеля (плоского и круглого) и кабеля-удлинителя на участках колонны НКТ, погружного агрегата установки, обратного и спускного клапанов.
29. Оборудование устья скважин, оборудованных УЭЦН
В последние годы проведены работы по усовершенствованию оборудования устья скважины, оборудования для спускоподъемных работ и транспортировки узлов установок ЭЦН.
Оборудование устья обеспечивает муфтовую подвеску НКТ, герметизацию устья (вывод кабеля и НКТ), подачу продукции, регулирование режима эксплуатации и возможность проведения различных технологических операций.
Устье скважины для эксплуатации установками ЭЦН оборудуется либо стандартной фонтанной арматурой со специальной планшайбой для пропуска и герметизации кабельной линии, либо специальным оборудованием.
Так ТатНИИнефтемаш разработал оборудование устья типа ОУЭН (рис. 6.11).
Крестовик 1, соединенный с обсадной колонной, имеет разъемный конус 2, на котором подвешиваются НКТ. Над конусом расположено резиновое уплотнение 3, герметизирующее место вывода труб и кабеля 4. Уплотнение поджимается разъемным фланцем 5. Затрубное пространство скважины соединяется с выкидом из НКТ через колено 6 и обратный клапан 7. Обратный клапан предназначен для отвода затрубного газа в линию нефтесбора. Крестовик 1 имеет специальное отверстие для применения эхолота или других приборов. Все основные узлы оборудования устья унифицированы с узлами фонтанной арматуры и устья штанговых скважинных насосных установок, что существенно упрощает комплектацию оборудования устья и его эксплуатацию. Рабочее давление, на которое рассчитано оборудование устья, составляет 14 и 21 МПа, давление, на которое рассчитан устьевой сальник - 4 МПа, диаметр условного прохода запорных органов - 65 мм.
Наиболее распространенным способом уплотнения кабелей в устьевой арматуре скважин является их заделка с помощью резиновых сальниковых уплотнителей (шайб).
Уплотнение российских кабелей производится по изоляции токопроводящих жил, уплотнение кабелей иностранных фирм - по оболочкам жил или по общим шланговым оболочкам (в зависимости от конструкции кабелей). Данный способ трудоемок и не исключает деформацию изоляции и оболочек жил кабелей.
Рядом ведущих фирм мира разработаны и успешно эксплуатируются узлы вывода кабеля через устьевую арматуру скважин, представляющие собой разъемные герметические соединения концов основного кабеля кабельной линии и питающего наземного кабеля.
Пункты подключения кабельных линий (так называемые "клеммные коробки") устанавливаются между устьем скважины и наземным электрооборудованием УЭЦН таким образом, чтобы соединить наземный питающий кабель с основным кабелем.
30. УЭВН
Винтовой насос представлен на рис. 6.19 и состоит из ротора (рис. 6.19, а) в виде простой спирали (винта) с шагом lр и статора (рис. 6.19, б) в виде двойной спирали с шагом lс, в два раза превышающим шаг ротора, т.е.
lс = 2lр (6.2)
На рис. 6.19 в схематично показана часть винтового насоса в сборе. Основными параметрами винтового насоса являются диаметр ротора D длина шага статора lс и эксцентриситет е. Полости, сформированные между ротором и статором, разделены. При вращении ротора эти полости перемещаются как по радиусу, так и по оси. Перемещение полостей приводит к проталкиванию жидкости снизу вверх, поэтому иногда этот насос называют насосом с перемещающейся полостью.
Ротор представляет собой однозаходный винт с плавной нарезкой и изготавливается из высокопрочной стали с хромированным или иным покрытием против истирания. Статор представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом в два раза большим, чем шаг винта ротора, изготавливается из резины или пластического материала и устанавливается в корпусе насоса.
К материалу для статора предъявляются достаточно жесткие требования.
В любом поперечном сечении статора лежит круг, а центры этих кругов лежат на винтовой линии, ось которой является осью вращения ротора. В любом поперечном сечении ротора круговое сечение смещено от оси вращения на расстояние «е», называемое эксцентриситетом.
Поперечные сечения внутренней полости статора вдоль оси одинаковы, но повернуты относительно друг друга; через расстояние, равное шагу статора /с, эти сечения совпадают. Сечение внутренней полости статора представляет собой две полуокружности с радиусом, равным радиусу сечения ротора, центры которых (полуокружностей) раздвинуты на расстояние 4е. При вращении ротора он вращается вокруг собственной оси; одновременно сама ось ротора совершает вращательное движение по окружности диаметром 2е (рис. 6.20).
Спиральный гребень ротора по всей его длине находится в непрерывном контакте со статором; при этом между ротором и статором образуется полость, площадь сечения которой равна произведению диаметра ротора D на расстояние 4е, а осевая длина этой полости равна шагу статора /,. Эта полость заполнена откачиваемой продукцией скважины, и при повороте ротора на один оборот продукция перемещается вдоль его оси на расстояние /с.
Таким образом, фактическая суточная подача винтового насоса Q (м3/сут) такова:
Главным конструктивным недостатком одновинтового погружного насоса является возникновение осевой силы за счет перепада давлений на выкиде и приеме, действующей на ротор.
На нефтяных промыслах применяется винтовой насос, состоящий из двух роторов, нагнетающих жидкость навстречу друг другу и имеющих раздельные приемы и общий выкид. Роторы соединены между собой и с погружным электродвигателем валом с эксцентриковыми муфтами; роторы вращаются в одном направлении, но один из них имеет правое направление спирали, а другой -- левое. При этом верхний ротор подает жидкость сверху вниз, а нижний -- снизу вверх. Такая схема уравновешивает осевую нагрузку, действующую на роторы. Эксцентриковые муфты позволяют роторам вращаться не только вокруг своей оси, но и по окружности диаметром Те. Эксцентриковые муфты работают в откачиваемой жидкости.
Для привода винтовых насосов применяют погружной электрический двигатель -- ПЭД. В комплект установки входит автотрансформатор, станция управления со всеми системами автоматики и защиты, устьевая арматура, электрический кабель и погружной агрегат с протектором. Как правило, ПЭД четырехполюсный, маслозаполненный, с гидрозащитой.
Частота вращения вала двигателя примерно 1400 об/мин, поэтому в шифре погружных винтовых установок имеется буква «Т», что означает тихоходный. Снижение частоты вращения вала электродвигателя диктуется принципом действия насоса, у которого с увеличением частоты вращения ухудшаются эксплуатационные характеристики из-за увеличения износа, нагрева и снижения КПД.
Установка спускается в скважину на колонне НКТ. Погружной насос имеет двухсторонний прием продукции и общий выкид в пространство между нижним и верхним роторами. Далее продукция движется по кольцевому зазору между корпусом статора верхнего насоса и корпусом насоса, проходит через специальные наклонные каналы и попадает в головную часть погружного насоса. В головной части имеется многофункциональный предохранительный клапан поршеньково-золотникового типа. Продукция обходит этот клапан по специальным каналам, проходит через шламовую трубу и попадает в колонну НКТ.
В погружных винтовых насосах поршеньково-золотниковый клапан является одним из ответственных элементов и выполняет следующие функции:
-- при спуске погружного агрегата в скважину сообщает затрубное пространство с колонной НКТ (переток жидкости из затрубного пространства в колонну НКТ через насос невозможен);
-- при подъеме погружного агрегата из скважины сообщает полость НКТ с затрубным пространством с возможностью слива жидкости из НКТ;
-- при откачке жидкости с большим содержанием свободного газа или при недостаточном притоке из пласта сбрасывает часть продукции с выкида в затрубное пространство; при нормальной подаче сброс жидкости прекращается;
-- при непредвиденном повышении давления на выкиде насоса, например, за счет закрытия задвижки на устье, клапан срабатывает и сбрасывает жидкость в затрубное пространство (винтовой насос является объемным насосом, поэтому не может работать в режиме закрытой задвижки на нагнетательной линии);
-- исключает работу насоса в режиме сухого трения ротора в статоре, предотвращая поломку насоса;
-- предотвращает снижение динамического уровня до приемной сетки верхнего насоса, сбрасывая часть жидкости с выкида в затрубное пространство; при этом подача установки снижается, срабатывает защита в станции управления, и установка отключается. После восстановления нормального динамического уровня, клапан закрывает спускной канал, и установка переходит в нормальный режим работы с расчетной подачей.